東勝氣田錦58井區(qū)盒1氣藏影響產(chǎn)能的地質(zhì)因素分析

劉鋒

摘要：鄂爾多斯盆地北緣東勝氣田錦58井區(qū)為區(qū)塊內(nèi)目前主要開發(fā)井區(qū)，盒1層為主力開發(fā)層位。本文通過大量巖芯樣品的鑄體薄片、掃描電鏡、壓汞實(shí)驗(yàn)等分析化驗(yàn)資料，建立盒1氣藏儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。依據(jù)經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，結(jié)合試氣產(chǎn)出規(guī)律，將氣井分為高、中、低產(chǎn)氣井三類，從地質(zhì)角度出發(fā)，明確了三類氣井的試氣產(chǎn)能與儲(chǔ)層特征、構(gòu)造特征與烴源巖之間的關(guān)系，對(duì)今后的勘探開發(fā)具有一定借鑒意義。

關(guān)鍵詞：東勝氣田;儲(chǔ)層特征;綜合評(píng)價(jià);勘探開發(fā)

前言

東勝氣田位于鄂爾多斯盆地北緣伊陜斜坡與伊盟隆起交界處，錦58井區(qū)位于泊爾江海子斷裂以南伊陜斜坡北部，行政區(qū)劃上位于鄂爾多斯市杭錦旗和鄂托克旗境內(nèi)，井區(qū)面積980km，上古生界二疊系下石盒子組盒1層是目前主力開發(fā)層位，盒1氣藏整體試氣產(chǎn)能較高，但部分井試氣中低產(chǎn)，高產(chǎn)液，本次研究將盒1段儲(chǔ)層進(jìn)行分類評(píng)價(jià)，分析影響高產(chǎn)氣井產(chǎn)能的地質(zhì)因素。

1儲(chǔ)層特征

1.1巖石學(xué)特征

薄片鑒定資料表明，盒1段儲(chǔ)層巖性以含礫粗～中粒巖屑砂巖為主，其次為粗～中粒巖屑石英砂巖，少量的長(zhǎng)石巖屑砂巖。其中巖屑砂巖所占比例最高，達(dá)76.4%，粒度主要為粗粒、中粒;巖屑石英砂巖次之，所占比例達(dá)20.2%，也以粗粒為主;長(zhǎng)石巖屑砂巖較小。碎屑組分主要為石英類、次為巖屑，石英類礦物平均含量為69.5%，巖屑平均含量為25%，主要為泥巖、粉砂巖巖屑，占18.9%，其次為酸性火山巖和板巖、片巖巖屑，分別占4.4%，2.2%，長(zhǎng)石含量較少，平均4%。填隙物平均含量為8.7%，主要為粘土礦物（高嶺石、水云母、假像水云母、綠泥石）、鈣質(zhì)和硅質(zhì)膠結(jié)物。砂巖顆粒分選以中等-好為主，磨圓度以次棱角狀為主，其次為次圓狀，碎屑間顆粒支撐，點(diǎn)線接觸，膠結(jié)類型以孔隙式為主。

1.2物性特征

錦58井區(qū)及周邊盒1段150個(gè)砂巖樣品統(tǒng)計(jì)資料表明，盒1段孔隙度主要分布區(qū)間為5%-15%，平均10.1%，其中大于5%的樣品平均值為11.3%，滲透率主要分布區(qū)間為0.3-2.5mD，平均0.87mD，其中大于0.15mD的樣品平均值為0.98mD。總體上屬于低孔隙度和特低滲透率儲(chǔ)層。孔隙度、滲透率相關(guān)性較好（圖1），滲透率隨著孔隙度增大而增大，并呈指數(shù)相關(guān)，K = 0.0469e0.2326φ，R2 = 0.6866。

1.3儲(chǔ)層空間類型及孔隙結(jié)構(gòu)特征

鑄體薄片觀察表明，盒1段儲(chǔ)集巖主要孔隙類型為粒間溶孔和粒間余孔，其次為粒內(nèi)溶孔和晶間微孔，少量微裂縫和晶內(nèi)微孔（圖3）。

根據(jù)薄片分析資料，盒1段儲(chǔ)層砂巖孔隙大小不一，不同的孔隙類型形成的孔徑大小不同，最大可達(dá)1000μm。粒間溶蝕孔和原生粒間余孔的孔徑較大，平均孔徑大于50μm，粒內(nèi)溶孔的孔徑較小，平均孔徑小于20-50μm，晶間微孔較小，平均孔徑小于10μmm。根據(jù)盒1段砂巖毛管壓力曲線的形態(tài)和中值壓力、排驅(qū)壓力等特征參數(shù)可將毛管壓力曲線分為三類。

Ⅰ類：毛管壓力曲線向左下方凹，出現(xiàn)近似平臺(tái)段，孔喉分選較好，粗歪度。排驅(qū)壓力小于0.5Mpa，中值壓力小于5MPa。

Ⅱ類：毛管壓力曲線較一類略陡，孔喉分布略粗歪度，排驅(qū)壓力0.5-1.0MPa，中值壓力5～20MPa。

Ⅲ類：毛管壓力曲線為陡坡型，孔喉分選相對(duì)較差，略細(xì)歪度，排驅(qū)壓力大于1.0MPa，中值壓力大于20MPa。

1.4 儲(chǔ)層綜合分類評(píng)價(jià)

根據(jù)巖性、物性（孔隙度與滲透率）和孔隙結(jié)構(gòu)特征及其內(nèi)在關(guān)系，建立盒1儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，共劃分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲(chǔ)層（表1），其中Ⅰ類儲(chǔ)層為最優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。

2盒1氣藏影響產(chǎn)能的地質(zhì)因素分析

2.1 氣井分類

根據(jù)開發(fā)方案經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，結(jié)合產(chǎn)出規(guī)律，依據(jù)液氣比和出氣、出液情況將氣井分為高產(chǎn)井、中產(chǎn)井、低產(chǎn)井三類。其中高產(chǎn)井無阻流量直井大于6萬方/天，水平井大于10萬方/天;低產(chǎn)井無阻流量直井小于1萬方/天，水平井小于3萬方/天;介于兩者之間的為中產(chǎn)井。

2.2 沉積特征

錦58井區(qū)盒1段屬于近物源的辮狀河沉積，微相類型包括心灘、泛濫平原等，有利沉積微相主要為心灘。沉積相剖面上，盒1段辮狀河道較發(fā)育，連通性較好，河道寬度較大;主力層盒1多套砂體連續(xù)發(fā)育，為氣井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)提供了資源基礎(chǔ)。

盒1段高產(chǎn)井主要發(fā)育Ⅰ類儲(chǔ)層，主要分布在辮狀河道主體部位，砂體連續(xù)發(fā)育，沉積微相類型多為心灘和疊置心灘，測(cè)井相主要為光滑箱形或疊置箱形，多期河道相互疊置，巖性以含礫粗砂巖、粗砂巖為主，氣層厚度10-20米，平均15.5米;中產(chǎn)井主要發(fā)育Ⅱ類儲(chǔ)層，沉積微相類型多為心灘和河道充填，測(cè)井相主要為齒化箱形，巖性以粗砂巖、中砂巖為主，氣層厚度5-10米，平均6.7米;低產(chǎn)井多發(fā)育Ⅲ類儲(chǔ)層。

2.3 物性特征

盒1段屬于辮狀河沉積，儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，物性較好的有效砂體為心灘主體和河道下部充填的粗砂巖、含礫粗砂巖，且成孤立狀分布于致密砂巖中，有效砂體的連通性差。天然氣主要富集在相對(duì)高滲透的砂巖儲(chǔ)層中，高滲透性的砂巖儲(chǔ)層天然氣充注起始?jí)毫Φ?，運(yùn)移阻力小，氣容易驅(qū)替水;而滲透性較差儲(chǔ)層天然氣充注起始?jí)毫Ω?，運(yùn)移阻力大，易形成差氣層、干層或水層。研究發(fā)現(xiàn)高產(chǎn)氣井孔隙度大于12%，滲透率大于0.8mD。

通過已經(jīng)試氣9口直井、40口水平井無阻流量與儲(chǔ)層的自然伽瑪、聲波時(shí)差、電阻率、含氣飽和度等參數(shù)進(jìn)行交匯分析，結(jié)果表明，單個(gè)參數(shù)一般僅對(duì)儲(chǔ)層物性或含氣性的其中一方面較為敏感，不能很好的將高產(chǎn)氣層識(shí)別出來，需要同時(shí)利用對(duì)儲(chǔ)層物性敏感和含氣性敏感的電性參數(shù)進(jìn)行交匯分析。通過無阻流量和孔隙度、氣層厚度的交匯可以看出，孔隙度、氣層厚度與無阻流量有較強(qiáng)的正相關(guān)關(guān)系，孔隙度越大、氣層厚度越大，氣井無阻流量越高;通過聲波時(shí)差、密度、中子和電阻率多個(gè)參數(shù)交匯發(fā)現(xiàn)，聲波時(shí)差-電阻率與補(bǔ)償中子-電阻率兩組圖版可以將高產(chǎn)氣井有效的識(shí)別出來，高產(chǎn)氣井儲(chǔ)層聲波時(shí)差大于235μs/m，補(bǔ)償中子小于12%，深感應(yīng)電阻率大于15Ωm，低產(chǎn)氣井儲(chǔ)層聲波時(shí)差大于228μs/m，補(bǔ)償中子大于12%小于15%，深感應(yīng)電阻率小于10Ωm。三類井地質(zhì)特征表如下（表2）。

2.4 構(gòu)造特征

錦58井區(qū)構(gòu)造上整體較為平緩，呈現(xiàn)出北東高，南西低的特征，局部發(fā)育鼻狀隆起，延北東到南西方向平均構(gòu)造坡降為8.5m/km，地層傾角小于1°，前人研究證實(shí)本地區(qū)可連通的單砂體長(zhǎng)度為100-500m，厚度為5-20m，氣柱高度不超過25m，由氣柱高度所產(chǎn)生的最大浮力遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于本地區(qū)阻流層的排驅(qū)壓力。在這種儲(chǔ)層致密、砂體連通規(guī)模小，構(gòu)造傾角小的背景下，天然氣向上運(yùn)移的浮力難以有效地克服低滲致密儲(chǔ)層的毛細(xì)管阻力，氣水分異作用不明顯，氣水分布基本不受區(qū)域構(gòu)造的控制。

從盒1層底部構(gòu)造和試氣產(chǎn)量疊合圖以及切河道氣藏連井剖面、順河道氣藏連井剖面，結(jié)合試氣效果可以看出，在烏蘭吉林廟斷裂帶以北，目前主要開發(fā)區(qū)帶內(nèi)，盒1氣藏高產(chǎn)氣井在構(gòu)造高點(diǎn)和構(gòu)造低點(diǎn)均有分布，構(gòu)造對(duì)油氣控制作用不明顯。

2.5 烴源巖特征

錦58井區(qū)煤層較為發(fā)育，特別是烏蘭吉林廟斷裂以南錦85井一帶，煤層厚度可達(dá)20m以上，煤層和炭質(zhì)泥巖是盒1氣藏的主要烴源巖。從煤層厚度與盒1井試氣產(chǎn)量疊合圖可以看出，煤層厚度與產(chǎn)量無直接關(guān)系。

3認(rèn)識(shí)及結(jié)論

（1）錦58井區(qū)盒1段儲(chǔ)層巖性以含礫粗～中粒巖屑砂巖為主，其次為粗～中粒巖屑石英砂巖，少量的長(zhǎng)石巖屑砂巖?？紫抖戎饕植紖^(qū)間為5%-15%，平均10.1%，滲透率主要分布區(qū)間為0.3-2.5mD，平均0.87mD，總體上屬于低孔特低滲儲(chǔ)層。主要孔隙類型為粒間溶孔和粒間余孔，其次為粒內(nèi)溶孔和晶間微孔，少量微裂縫和晶內(nèi)微孔。

（2）根據(jù)巖性、物性和孔隙結(jié)構(gòu)特征及其內(nèi)在關(guān)系，建立盒1儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，共劃分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲(chǔ)層，其中Ⅰ類儲(chǔ)層為最優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。

（3）根據(jù)經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，結(jié)合產(chǎn)出規(guī)律，依據(jù)液氣比和出氣、出液情況將氣井分為高產(chǎn)井、中產(chǎn)井、低產(chǎn)井三類。高產(chǎn)井主要發(fā)育Ⅰ類儲(chǔ)層，主要分布在辮狀河道主體部位，砂體連續(xù)發(fā)育，多期河道相互疊置，沉積微相類型多為心灘和疊置心灘，測(cè)井相主要為光滑箱形或疊置箱形，巖性以含礫粗砂巖、粗砂巖為主，氣層厚度10-20米，平均15.5米，聲波時(shí)差大于235μs/m，補(bǔ)償中子小于12%，深感應(yīng)電阻率大于15Ωm。

（4）目前主要開發(fā)區(qū)帶內(nèi)（烏蘭吉林廟斷裂帶以北），盒1氣藏高產(chǎn)氣井在構(gòu)造高點(diǎn)和構(gòu)造低點(diǎn)均有分布，構(gòu)造對(duì)油氣控制作用不明顯。從煤層厚度與盒1井試氣產(chǎn)量疊合圖可以看出，煤層厚度與產(chǎn)量無直接關(guān)系。

參考文獻(xiàn)

[1]周家林.東勝氣田錦58井區(qū)盒1段巖相特征及沉積模式研究.石油地質(zhì)與工程[J]，2018，32（4）：1-5.

[2]侯瑞云，劉忠群.鄂爾多斯盆地大牛地氣田致密低滲儲(chǔ)層評(píng)價(jià)與開發(fā)對(duì)策.石油與天然氣地質(zhì)[J]，2010，33（1）：118-127.

[3]文國(guó)華，鄭榮才，高紅燦等.蘇里格氣田蘇6井區(qū)下石盒子組盒8段沉積相特征.沉積學(xué)報(bào)[J]，2007，25（1）：90-97.

[4]邱隆偉，周涌沂，高青松等.大牛地氣田石炭系—二疊系致密砂巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征及其影響因素，油氣地質(zhì)與采收率[J]，2010，33（1）：118-127.

[5]李海燕，岳大力等.蘇里格氣田低滲透儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征及其分類評(píng)價(jià)方法.地學(xué)前緣[J]，2012，19（2）：133-139.

[6]閻媛字，孟凡美.蘇里格地區(qū)東南部下石盒子盒8段儲(chǔ)層儲(chǔ)層物性特征及其測(cè)井解釋模型建立.地下水[J]，2013，35（2）：53-55.